海工行业现状及驱动因素有哪些？

海工行业多年文火慢蒸、各环节逐次修复，深海成本、储量优势驱动行业向上。

1.海工行业逐次修复，钻井平台制造端即将迎来复苏

2014 年后受油价大幅下跌影响，海工市场进入低迷期，制造端多年处于谷底。2011～ 2013 年，布伦特原油价格一直维持在高位 110$/bbl 附近，导致钻井平台制造商盲目扩张。 这三年期间，移动式钻井平台年均新接订单较此前三年均值增长 107%达 94 座。随着钻井 规模的扩大，开采油田数量增多。2014-2015 年油价大幅下跌至 52$/bbl，油气勘探需求 减少。2015 年勘探油气田数量同比减少 15%至 125 个。钻井平台供应过剩，海工装备市 场进入低迷期。2015-2021 年，移动式钻井平台平均每年仅有 2 个新接订单，相比周期顶 部减少 97%。相应的，交付订单也大幅下滑，平均每年交付 13 个历史订单，相比周期顶 部减少 73%。近年疫情背景下自升式钻井平台几乎没有新接订单，海工市场处于谷底。

钻井平台利用率持续上升，浅水深水超深水分化恢复。从工作水深来看，钻井平台恢复速 度由浅及深。浅水（<500m）钻井市场于 2016 年优先恢复。截止 2023 年 2 月，自升式 钻井平台利用率相比 2016 年增长 20 个百分点至 86%。深水（500~1500m）市场修复紧 随其后。以 2019 年为基点，1500m 以下工作水深的半潜式钻井平台利用率增长 36 个百 分点至 69%。得益于钻井船利用率的提升，超深水（>1500m）钻井市场于 2021 年持续 修复。其中，2023 年 2 月钻井船利用率相比 2021 年增长 25 个百分点至 91%。2019 年 以来，超深水半潜式钻井平台利用率以 5pct 的增速缓慢恢复至 77%。从活跃钻井平台数 量看，截至 2023 年 2 月，超深水钻井平台活跃数量已增至 98 座，同比增长 14%。超深 水市场改善的背景下船东的拆解欲望下降。2022 年仅有 4 艘超深水浮式钻井平台被拆解， 是 8 年以来的最低水平。

油气生产平台处在生产偏后端，借助油价回升优先复苏。油气生产平台处在项目开发的第 三阶段，直接生产原油消费品，经济效益受油价波动影响明显。生产设备方面，FPSO 借 助初始投资低、海上安装周期短、储油能力大等优势成为现存移动式生产平台主流。据克 拉克森，截至 2022 年底 FPSO 市场存量占比 56%达 212 艘。伴随 2017 年油价回升，移 动式生产平台恢复速度快于其他环节。2022 年油价恢复至 2014 年 99$/bbl 水平，FPSO 制造端同步改善。2022 年新接订单比上年增加 4 艘，达 11 艘，与钻井平台近年没有新订 单形成鲜明对比。从利用率看，各类型油气生产平台利用率保持高位 80%以上，景气度已 显著回升。借助油田数量的平稳开发，未来油气生产装备将保持良好势头。

钻井平台市场经历多年出清，制造端新订单箭在弦上。移动式钻井平台市场可供应数量不 断减少。截止 2023 年 2 月，克拉克森数据表示浮式钻井平台市场可供应数量由 2014 年的 307 座减少 47%至 162 座。市场可用供给的减少推动钻井平台利用率持续上升。其中，主 要出清类型为钻井船和半潜式钻井平台，相对顶部 2014 年分别减少 32%和 59%。目前移 动式钻井平台利用率已由周期底部 2017 年的 65%恢复至 87%。随着钻井平台利用率恢复， 日费率开始反映回暖信号。2022 全年看，自升式钻井平台租金同比增长 30%达 11 万美元 /天，浮式钻井平台租金同比增长 39%至 27 万美元/天。钻井平台日费率的整体回暖，意味 着钻井装备市场经历多年谷底后开始加速恢复，制造端新接订单箭在弦上。

2.深海成本、储量优势驱动行业景气度持续向上

碳中和对碳排放提出新要求，深海油气田带来新机会。截止 2023 年 2 月，已经有 138 个 国家提出了“碳中和”的气候目标。为实现“碳中和”愿景，根据麦肯锡分析，到 2050 年油气全生命周期需减少 95%的温室气体排放，油气产业链的碳减排措施将贡献 15%的 减排。以 20 年为尺度，甲烷的增温潜势约为二氧化碳的 86 倍，是需要优先控制的一类温 室气体。在油气产业链贡献的 15%温室气体减排量当中，超过 60%来自甲烷减排，剩下 40%来自二氧化碳减排。然而根据克拉克森，预计 2023 年全球原油需求达到 101.4mbqd， 全球天然气需求达到 394.43bcfd。全球油气需求维持高位，且由于传统油田每年产量衰减 的特点将使得油气企业依然需要维持稳健向上的资本开支。而在“碳中和”和降本增效的 背景下，深海油气储量大、成本低，受到油气企业重视。

海洋油气利用率探明率双低，海洋油企储采比拉开差距。从开发利用情况来看，2017 年 深水和超深水的石油累计产量仅占其技术可采储量的 12%和 2%；天然气累计产量仅占 5% 和 0.4%，远低于陆上油气的 39%和 37%。从探明程度上看，海洋石油和天然气尚处于勘 探早期阶段，浅水、深水和超深水的石油探明率分别为 28.05%，13.84%和 7.69%，远低 于陆上的 36.72%；天然气分别为 38.55%、27.85%和 7.55%，远低于陆上的 47.01%。根 据各油气企业年报，以海洋油气开采为主的巴西石油 2021 年原油储采比最高，达到 10.4 年，高于中海油、中石油和中石化的 8.9、6.8 和 5.8 年。

全球海洋油气勘探开发迎来新机遇。随着陆上油气资源开采难度和成本的增加，世界油气 勘探开采正逐渐转向海洋。深水、超深水海域，勘探程度低，油气资源储量丰富。据中国 石油网，自 2018 年来，南美北海岸、北美墨西哥湾等区域相继获得多处重大油气勘探突 破，深水油气正逐渐成为未来油气产量新的增长点和石油公司上游投资的焦点。据 GlobalData 预计，2018-2025 年全球新增油气开发项目 615 个，在整个周期内共需资本支 出约 1.7 万亿美元，有望生产原油超过 120.03 亿吨，天然气 24.56 万亿立方米。在这些资 本支出中，海域油气项目共支出 12510 亿美元，占支出总额的 73.4%。其中，超深水、深 水和浅水区的资本支出分别为 4290 亿美元、3250 亿美元和 4970 亿美元。